L'essentiel sur le TURPE
À retenir en 4 points
Le TURPE rémunère RTE (transport) et Enedis (distribution) : il finance 90 % de leurs recettes.
Intégré au prix du kWh, il est identique quel que soit le fournisseur d'électricité choisi.
Le TURPE 7 s'applique depuis le 1ᵉʳ août 2025, avec une révision chaque 1ᵉʳ août.
Trois composantes : gestion, comptage et soutirage, cette dernière variant avec l'horosaisonnalité.
Les grands principes du TURPE
Le TURPE vise à garantir une tarification équitable, stable et transparente pour tous les utilisateurs des réseaux publics d'électricité en France, favorisant une distribution homogène et un accès universel à l'électricité.
Uniformité du tarif avec tous les fournisseurs
L'un des principes majeurs du TURPE est son uniformité quel que soit le fournisseur d'électricité. Peu importe le fournisseur choisi, le tarif d'acheminement reste le même pour tous. Les consommateurs paient un même TURPE, que ce soit chez EDF ou n'importe quel concurrent d'EDF. Le montant payé dépendra, comme on le verra, de la puissance du compteur et de la consommation du foyer.
Péréquation tarifaire
Le principe de péréquation tarifaire assure que le TURPE est identique en tout point du territoire national. Les coûts d'acheminement sont répartis équitablement sur l'ensemble du pays, indépendamment des coûts réels qui peuvent varier d'une région à l'autre.
Autrement dit, même si certains territoires sont plus coûteux à desservir (éloignement, faible densité), ces coûts supplémentaires ne sont pas directement répercutés sur leurs habitants. Ce lissage tarifaire soutient les régions plus difficiles d'accès ou moins peuplées afin d'éviter les disparités.
Tarification type timbre-poste
Selon ce principe, le tarif d'acheminement est le même quelle que soit la distance parcourue par l'électricité entre le point de production et le point de consommation. Contrairement au gaz naturel, où les tarifs varient selon la distance entre injection et soutirage, l'électricité bénéficie d'un tarif uniforme.
Horosaisonnalité
Depuis le 1ᵉʳ août 2024, le TURPE introduit le principe d'horosaisonnalité dans la composante annuelle de soutirage, avec quatre plages temporelles. La tarification varie selon l'heure de consommation (heure pleine ou heure creuse) et la saison (saison haute, période froide de novembre à mars ; saison basse, d'avril à octobre). On distingue donc :
- des Heures Pleines en saison Haute (HPH) ;
- des Heures Creuses en saison Haute (HCH) ;
- des Heures Pleines en saison Basse (HPB) ;
- des Heures Creuses en saison Basse (HCB).
Les objectifs de financement
Le TURPE finance 90 % des recettes des gestionnaires de réseaux : RTE pour le transport et Enedis pour la distribution, en plus des distributeurs locaux (les ELD, présentes sur 5 % du territoire, comme à Grenoble et Strasbourg). Les 10 % restants proviennent de prestations annexes fournies par Enedis à la demande des consommateurs, comme la mise en service lors d'un déménagement ou les changements de puissance.
Parmi le large éventail de dépenses financées par le TURPE, on retrouve :
- la maintenance et l'exploitation des infrastructures (lignes haute, moyenne et basse tension, postes de transformation, contrôle qualité) ;
- la gestion administrative des réseaux (dossiers utilisateurs, service client, facturation, recouvrement) ;
- la pose et l'entretien des dispositifs de comptage, comme les compteurs communicants Linky ;
- le développement et la modernisation des réseaux (capacité, résilience, réduction des pertes techniques).
Méthode de fixation par la CRE
Les montants du TURPE sont fixés par la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE). Cet organisme public conduit diverses consultations et détermine un cadre général pour une période de quatre ans. Pendant cette période, le TURPE est révisé chaque année, généralement au 1ᵉʳ août, pour tenir compte de l'inflation, des recettes réelles et des coûts de fonctionnement des réseaux.
Le processus inclut une évaluation des investissements nécessaires aux infrastructures, des évolutions réglementaires et des perspectives de consommation d'électricité, dont dépendent les recettes. Une formule de calcul est élaborée pour la période, avec des paramètres d'ajustement annuels garantissant les recettes nécessaires aux gestionnaires de réseaux, en situation de monopole régulé.
Ajustements annuels
En cas de déséquilibre budgétaire, le tarif peut être ajusté l'année suivante pour s'aligner avec les niveaux de revenus autorisés par la CRE. Si les revenus prévisionnels ne sont pas atteints ou que les coûts dépassent les estimations, le tarif est revu à la hausse. Inversement, si les revenus sont supérieurs aux prévisions, un ajustement à la baisse restitue l'excédent aux utilisateurs du réseau.
Le mode de calcul du TURPE
Le TURPE imbrique trois composantes. Les deux premières sont des montants fixes annuels ; la troisième, la plus importante, varie avec votre puissance et votre consommation.
Composante 1
Gestion
17,12 €/an, coûts administratifs : dossiers clients, accueil, facturation et recouvrement.
Composante 2
Comptage
22,67 €/an, pose, entretien et relève du compteur Linky. Une majoration s'applique en cas de refus du Linky.
Composante 3
Soutirage
Variable, la part principale : dépend de la puissance (€/kVA) et de la consommation (€/kWh selon l'horaire et la saison).
Composante annuelle de gestion
La composante annuelle de gestion représente un montant fixe de 17,12 € par an pour un particulier. Pour les professionnels, elle varie selon le domaine de tension de raccordement (HTA, BT > 36 kVA, BT ≤ 36 kVA). Elle finance les coûts administratifs et opérationnels des gestionnaires de réseaux :
- la gestion des dossiers des utilisateurs ;
- l'accueil physique et téléphonique ;
- les processus de facturation et de recouvrement.
Elle inclut également la rémunération des fournisseurs pour couvrir les coûts de gestion des clients sous contrat unique.
Composante de comptage
La composante annuelle de comptage (CC) couvre les dépenses associées aux compteurs électriques : fourniture, installation, entretien, contrôle, relève et transmission des données de facturation, ainsi que la reconstitution des flux d'énergie. Son montant est de 22,67 € par an pour les particuliers équipés d'un compteur Linky.
Composante additionnelle pour le comptage non communicant
Plus de 37 millions de foyers sont équipés d'un Linky sur le territoire d'Enedis, ce qui a réduit significativement les coûts de relève. Mais près de 2 millions d'utilisateurs disposent encore d'un compteur ancienne génération, dont les relevés manuels génèrent des coûts d'exploitation plus élevés. Une composante supplémentaire, le CACNC, s'ajoute donc pour les foyers ayant refusé le Linky :
- un socle de 40,08 € HT par an pour les utilisateurs non équipés d'un compteur évolué (hors impossibilité technique due à Enedis) ;
- une majoration de 25,62 € HT par an pour ceux qui n'ont pas permis la relève réelle depuis plus de 12 mois.
Composante annuelle de soutirage
La composante annuelle de soutirage (CS) reflète le coût réel que chaque utilisateur génère pour le réseau, ce qui permet d'optimiser les investissements et les charges d'exploitation. Elle dépend de la formule tarifaire d'acheminement, de la puissance du compteur, de la consommation et de l'horosaisonnalité. On distingue deux FTA pour les particuliers :
- Courte Utilisation à 4 classes temporelles (CU4) ;
- Moyenne Utilisation à 4 classes temporelles (MU4).
Chaque formule dispose de ses propres coefficients pondérateurs : le premier multiplié par la puissance du compteur, le second selon les heures et saisons de consommation.
| Formule tarifaire | CU4 | MU4 |
|---|---|---|
| Coefficient pondérateur | 10.42 €/kVA | 12.49 €/kVA |
| 3 kVA | 31,26 € | — |
| 6 kVA | 62,52 € | 74,94 € |
| 9 kVA | 93,78 € | 112,41 € |
| 12 kVA | 125,04 € | 149,88 € |
| 15 kVA | 156,30 € | 187,35 € |
Tarifs TURPE valables à partir du 1er août 2026. Part puissance : coefficient × puissance souscrite.
Ainsi, un client équipé d'un compteur 6 kVA en formule CU4 (option base) paiera 62,52 € par an pour la part puissance. Il paraîtrait logique de positionner les usagers en option base sur du CU4 et ceux en HP/HC ou Tempo sur du MU4 : en réalité, c'est le fournisseur qui choisit la FTA la plus avantageuse pour lui en termes de marge.
| HPH | HCH | HPB | HCB | |
|---|---|---|---|---|
| CU4 | 0.0772 | 0.0409 | 0.0171 | 0.0120 |
| MU4 | 0.0721 | 0.0384 | 0.0166 | 0.0114 |
HPH : heure pleine saison haute ; HCH : heure creuse saison haute ; HPB : heure pleine saison basse ; HCB : heure creuse saison basse. Tarifs TURPE valables à partir du 1er août 2026.
Par exemple, un logement consommant 5 000 kWh par an en option base (CU4), dont 2 500 en HPH, 1 000 en HCH, 1 000 en HPB et 500 en HCB, paiera pour la part énergie : 2 500 × 0.0772 + 1 000 × 0.0409 + 1 000 × 0.0171 + 500 × 0.0120. En ajoutant la part puissance d'un compteur 6 kVA, on obtient la composante de soutirage de ce foyer. Rappelons toutefois que, comme détaillé plus bas, la grande majorité des fournisseurs facturent un TURPE moyen, basé sur les habitudes de consommation de l'ensemble de leurs clients.
Calculez le coût de votre TURPE
Estimez le montant du TURPE réel que vous payez chaque année, selon votre consommation, votre puissance et votre profil horosaisonnier. Le calculateur retient la formule tarifaire la moins chère (CU4 ou MU4) et détaille chaque composante.
Calcul du coût du TURPE
Estimation de votre TURPE réel annuel, formule la moins chère retenue.
Saison haute (novembre à mars), plus chère sur le réseau.
Votre TURPE sera de
€par an (formule , la moins chère)
Formule tarifaire retenue
Estimation indicative du TURPE réel à partir de vos hypothèses (consommation répartie sur les 4 classes temporelles selon vos curseurs hiver / heures pleines). La formule la moins chère entre CU4 et MU4 est retenue, comme le ferait votre fournisseur. Tarifs TURPE valables à partir du 1er août 2026. En pratique, la plupart des fournisseurs facturent un TURPE moyen.
Régulation incitative
Les gestionnaires de réseaux disposent d'incitations financières assorties d'objectifs ambitieux de performance et de qualité de service : maîtrise des coûts opérationnels, réduction des délais de raccordement et qualité de l'électricité distribuée.
Facturation du TURPE
Le montant payé par chaque consommateur dépend concrètement de trois facteurs :
- la puissance du compteur (en kVA) ;
- la consommation d'électricité (en kWh) ;
- l'horosaisonnalité (selon les 4 plages temporelles), en principe du moins, quand le fournisseur ne facture pas un TURPE moyen.
Part du TURPE sur le prix de l'électricité
Le TURPE fait partie intégrante du prix du kWh d'électricité payé par les consommateurs : il en représente environ un quart. Sa part exacte dans chaque facture dépend des facteurs ci-dessus. Le reste se répartit entre la fourniture d'énergie (production et commercialisation) et les taxes (accise sur l'électricité, CTA, TVA).
Le TURPE dans votre facture
Sur une facture au tarif réglementé, le TURPE pèse autour d'un quart du total, à parts comparables avec la fourniture et les taxes. Comme il est identique chez tous les fournisseurs, la seule variable sur laquelle vous pouvez jouer est le prix de la fourniture : comparez les offres pour réduire la part que vous maîtrisez.
Qui paie le TURPE ?
Le TURPE est payé par tous les utilisateurs des réseaux électriques publics, qu'ils soient consommateurs finaux ou producteurs. Particuliers, professionnels et industriels y sont tous soumis, le tarif étant intégré dans leurs factures.
Les particuliers et petits professionnels paient le TURPE via un contrat unique avec leur fournisseur (qui inclut le contrat d'acheminement). Les gros consommateurs, eux, peuvent séparer fourniture et acheminement, payant le TURPE directement aux gestionnaires via des contrats spécifiques : le Contrat d'Accès aux Réseaux Publics de Distribution (CARD) ou de Transport (CART). Les producteurs d'électricité s'acquittent également du TURPE pour injecter leur production.
TURPE moyen ou réel : la disparition des formules CU et MU
Les formules tarifaires CU (option Base) et MU DT (option Heures pleines/heures creuses) ont été remplacées par des options à quatre plages temporelles (CU4 et MU4). Cette évolution vise à inciter les consommateurs à mieux répartir leur consommation entre périodes de pointe et périodes creuses, sur la journée comme sur l'année. Pendant les heures pleines et la saison haute, la demande est plus forte et le réseau plus tendu : une tarification plus élevée incite à déporter ses consommations vers les heures creuses.
Un effet paradoxal pour le tout-électrique
Les foyers en tout-électrique (chauffage et eau chaude) consomment davantage en hiver (saison haute) et voient donc leurs coûts d'acheminement grimper de l'ordre de 8 %. À l'inverse, d'après nos calculs, ceux qui ne se chauffent pas à l'électricité voient leurs coûts baisser d'environ 17 %, profitant de tarifs avantageux en saison basse. Un non-sens, alors qu'on incite par ailleurs les ménages à se tourner vers le tout-électrique plutôt que le gaz.
Pour l'instant, seuls Engie et les offres horosaisonnières d'une poignée de fournisseurs facturent un TURPE « réel » à leurs clients. Les autres optent pour un TURPE « moyen », basé sur l'ensemble des consommations horosaisonnières de leur portefeuille.
Les changements du TURPE 7
Le TURPE 7 est entré en vigueur le 1ᵉʳ août 2025, pour une durée de quatre ans (jusqu'en 2029), afin de répondre aux défis actuels du système électrique français.
Anticiper les mutations et les investissements
D'importants besoins d'investissements dans les réseaux doivent soutenir la transition énergétique et faire face à une hausse prévue de la consommation, due à l'électrification de l'industrie, des transports et du chauffage. Le vieillissement d'une partie du réseau et l'adaptation au changement climatique nécessitent aussi de moderniser les infrastructures. Les dépenses prévisionnelles d'investissement sont en forte hausse :
- pour Enedis, de 4,9 milliards d'euros en 2023 à 7 milliards d'euros en 2028 ;
- pour RTE, de 2,1 milliards d'euros en 2023 à 6,4 milliards d'euros en 2028.
Le développement de la production renouvelable décentralisée impacte aussi le dimensionnement des réseaux : entre 2019 et 2022, les parcs éolien et solaire ont augmenté de près de 40 %, entraînant une hausse des raccordements. Enfin, le développement du stockage (batteries) est un enjeu clé : fin octobre 2023, la capacité raccordée atteignait près de 786 MW, à intégrer dans la tarification pour optimiser sa contribution au réseau.
Les principales nouveautés
Le Fonds d'amortissement des charges d'électricité (FACE) a été transféré du TURPE vers le budget de l'État (loi de finances 2025), entraînant une baisse de 1,92 % du TURPE distribution. Une nouvelle composante additionnelle pour le comptage non communicant (CACNC) a été introduite pour les foyers ayant refusé le Linky. En hiver, les écarts de prix entre heures pleines et creuses ont augmenté significativement, tandis qu'en été ils se sont légèrement réduits.
Enfin, la CRE propose d'optimiser le placement des heures pleines et creuses pour mieux refléter les contraintes du système :
- suppression des heures creuses entre 11h et 14h en hiver, période critique pour l'équilibre offre-demande ;
- ajout d'heures creuses en journée l'été, notamment entre 11h et 17h, pour encourager la consommation pendant la forte production solaire.
| Saison | Heures creuses à déplacer | À ne pas attribuer aux nouveaux clients | Heures creuses à favoriser |
|---|---|---|---|
| Haute (novembre à mars) | De 7h à 11h et de 17h à 21h | De 11h à 14h | Libre |
| Basse (avril à octobre) | De 7h à 10h et de 18h à 23h | — | De 2h à 6h et de 11h à 17h |
Réorganisation des plages d'heures creuses prévue dans le cadre du TURPE 7 (source CRE).
Évolutions passées du TURPE (1 à 6)
Depuis son introduction en 2000, le TURPE a évolué pour s'adapter aux changements du marché de l'électricité et aux besoins croissants en matière de réseau. Voici un aperçu des différentes versions, de leurs caractéristiques et des innovations apportées à chaque période.
| TURPE | Période | Caractéristiques |
|---|---|---|
| TURPE 1 | 2000 à 2006 |
|
| TURPE 2 | 2006 à 2009 |
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| TURPE 3 | 2009 à 2013 |
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| TURPE 4 | 2013 à 2017 |
|
| TURPE 5 | 2017 à 2021 |
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| TURPE 6 | 2021 à 2025 |
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| TURPE 7 | 2025 à 2029 |
|
Synthèse des sept périodes tarifaires du TURPE depuis 2000 (source CRE).
Le détail de chaque période tarifaire, de 2006 à aujourd'hui :
2TURPE 2 2006 – 2009
Entré en vigueur le 1ᵉʳ janvier 2006 pour trois ans, le TURPE 2 visait à renforcer la transparence tarifaire et à mieux refléter les coûts réels d'exploitation et d'entretien des réseaux. La CRE a ajusté la méthodologie de calcul des charges de capital, intégrant le coût moyen pondéré du capital (CMPC) pour rémunérer équitablement les gestionnaires : des investissements annuels de 1 500 M€ pour EDF Réseau Distribution et 800 M€ pour RTE ont été prévus sur 2006-2009.
Le TURPE 2 a introduit des incitations financières à la maîtrise des coûts et à la qualité de service (réduction de la durée moyenne des coupures à 60 minutes en 2008), un fort accent sur les réseaux intelligents (Smart Grids, télérelève) et une hausse moyenne des tarifs de 3 % au 1ᵉʳ janvier 2006 (avec une réduction de 0,5 % pour les industriels HTA, pour les inciter à consommer hors pointe).
3TURPE 3 2009 – 2013
Le TURPE 3 se caractérise par une forte augmentation des investissements, une modulation tarifaire renforcée et des mécanismes de régulation incitative. La CRE a retenu un scénario plus ambitieux pour la qualité de desserte, avec des investissements supplémentaires de 20 % sur 2009-2012 : 11,9 Md€ pour la distribution (ERDF, devenu Enedis), soit +45 % par rapport à 2008, et 4,7 Md€ pour le transport (RTE), soit +36 %.
Il a introduit une hausse initiale de 2 % (transport) et 3 % (distribution), puis une indexation sur l'inflation. La modulation temporelle a été renforcée pour inciter à consommer hors pointe, et le taux de rémunération de la base d'actifs régulés maintenu à 7,25 %, avec un partage des gains de productivité reversés aux consommateurs.
4TURPE 4 2014 – 2017
Après l'annulation des précédents tarifs par le Conseil d'État, la CRE a revu la méthodologie de calcul des charges de capital d'ERDF, avec une hausse initiale de 3,6 % au 1ᵉʳ janvier 2014 puis une indexation sur l'inflation chaque 1ᵉʳ août jusqu'en 2017. Le cadre de régulation incitative a été renforcé (dispositif de pénalités pour les coupures de plus de six heures, suivi des coûts unitaires d'investissement).
Un fort accent a été mis sur les Smart Grids et le déploiement des compteurs Linky. Le TURPE 4 a aussi supprimé l'option moyenne utilisation sans différenciation temporelle pour les puissances ≤ 36 kVA, et maintenu le taux de rémunération de la BAR à 7,25 %.
5TURPE 5 2017 – 2021
Entré en vigueur le 1ᵉʳ août 2017 pour quatre ans, le TURPE 5 a été partiellement annulé par le Conseil d'État en mars 2018, obligeant la CRE à publier une version corrigée, le TURPE 5 Bis. La méthodologie de calcul des charges de capital a été révisée pour intégrer le taux sans risque en plus de la prime de risque.
Le cadre de régulation incitative a été renforcé (objectif de durée moyenne des coupures BT ramené à 62 minutes en 2020) et un fort accent mis sur les réseaux intelligents : près de 965 M€ d'investissements Linky en 2018-2019. Au 1ᵉʳ août 2018, la grille moyenne a baissé de 0,21 %, avec toutefois une légère hausse (+0,14 %) pour les petits consommateurs BT ≤ 36 kVA.
6TURPE 6 2021 – 2025
Le TURPE 6 a intégré des dispositifs favorisant la transition énergétique (promotion de l'autoconsommation, gestion plus flexible de la demande), mais a été marqué par une gestion réactive face aux crises énergétiques. La CRE a anticipé une hausse de 7,7 % du tarif de distribution (HTA-BT) dès le 1ᵉʳ février 2025, pour apurer le solde du Compte de Régularisation des Charges et des Produits (2,341 Md€ pour Enedis, 532,6 M€ pour RTE). Cette anticipation a lissé l'impact tarifaire et facilité la transition vers le TURPE 7.
Questions fréquentes sur le TURPE
Pour aller plus loin